电气设备预试规程

电电气气设备预设备预防性防性试验规试验规程程 电力设备预防性试验规程电力设备预防性试验规程 PreventivePreventive testtest codecode forfor electricelectric powerpower equipmentequipment DL/TDL/T 59659619961996 中华人民共和国电力行业标准中华人民共和国电力行业标准 DL/TDL/T 59659619961996 电力设备预防性试验规程电力设备预防性试验规程 PreventivePreventive testtest codecode forfor electricelectric powerpower equipmentequipment 中华人民共和国电力工业部中华人民共和国电力工业部 1996-09-251996-09-25 批准批准 1997-01-011997-01-01 实施实施 前 言 预防性试验是电力设备运行和维护工作中的一个重要环节，是保证电力系统安 全运行的有效手段之一。预防性试验规程是电力系统绝缘监督工作的主要依据，在 我国已有 40 年的使用经验。1985 年由原水利电力部颁发的电气设备预防性试验 规程，适用于 330kV 及以下的设备，该规程在生产中发挥了重要作用，并积累了 丰富的经验。随着电力生产规模的扩大和技术水平的提高，电力设备品种、参数和 技术性能有较大的发展，需要对 1985 年颁布的规程进行补充和修改。1991 年电力 工业部组织有关人员在广泛征求意见的基础上，对该规程进行了修订，同时把电压 等级扩大到 500kV，并更名为电力设备预防性试验规程。 本标准从 1997 年 1 月 1 日起实施。 本标准从生效之日起代替 1985 年原水利电力部颁发的电气设备预防性试验规 程，凡其它规程、规定涉及电力设备预防性试验的项目、内容、要求等与本规程 有抵触的，以本标准为准。 本标准的附录 A、附录 B 是标准的附录。 本标准的附录 C、附录 D、附录 E、附录 F、附录 G 是提示的附录。 本标准由中华人民共和国电力工业部安全监察及生产协调司和国家电力调度通 信中心提出。 本标准起草单位：电力工业部电力科学研究院、电力工业部武汉高压研究所、 电力工业部西安热工研究院、华北电力科学研究院、西北电力试验研究院、华中电 力试验研究所、东北电力科学研究院、华东电力试验研究院等。 本标准主要起草人：王乃庆、王火昆明、冯复生、凌 愍、陈 英、曹荣江、 白健群、樊 力、盛国钊、孙桂兰、孟玉婵、周慧娟等。 1 范围 本标准规定了各种电力设备预防性试验的项目、周期和要求，用以判断设备是 否符合运行条件，预防设备损坏，保证安全运行。 本标准适用于 500kV 及以下的交流电力设备。 本标准不适用于高压直流输电设备、矿用及其它特殊条件下使用的电力设备， 也不适用于电力系统的继电保护装置、自动装置、测量装置等电气设备和安全用具。 从国外进口的设备应以该设备的产品标准为基础，参照本标准执行。 2 引用标准 下列标准所包含的条文，通过在本标准中引用而构成为本标准的条文。本标准 出版时，所示版本均为有效。所有标准都会被修订，使用本标准的各方应探讨使用 下列标准最新版本的可能性。 GB 26183 石油产品闪点测定法 GB 26483 石油产品酸值测定法 GB 31183 高压输变电设备的绝缘配合 高电压试验技术 GB/T 50786 绝缘油介电强度测定法 GB/T 51188 石油产品和添加剂机械杂质测定法 GB 1094.1585 电力变压器 GB 253690 变压器油 GB 558385 互感器局部放电测量 GB 565485 液体绝缘材料工频相对介电常数、介质损耗因数和体积 电阻率的测量 GB 645086 干式电力变压器 GB/T 654186 石油产品油对水界面张力测定法(圆环法) GB 725287 变压器油中溶解气体分析和判断导则 GB 732887 变压器和电抗器的声级测定 GB 759587 运行中变压器油质量标准 GB/T 759887 运行中变压器油、汽轮机油水溶性酸测定法(比色法) GB/T 759987 运行中变压器油、汽轮机油酸值测定法(BTB 法) GB 760087 运行中变压器油水分含量测定法(库仑法) GB 760187 运行中变压器油水分含量测定法(气相色谱法) GB 9326.1.588 交流 330kV 及以下油纸绝缘自容式充油电缆及附件 GB 1102289 高压开关设备通用技术条件 GB 1102389 高压开关设备六氟化硫气体密封试验导则 GB 1103289 交流无间隙金属氧化物避雷器 GB 1202289 工业六氟化硫 DL/T 42191 绝缘油体积电阻率测定法 DL/T 42391 绝缘油中含气量测定 真空压差法 DL/T 429.991 电力系统油质试验方法 绝缘油介电强度测定法 DL/T 45091 绝缘油中含气量的测定方法(二氧化碳洗脱法) DL/T 45992 镉镍蓄电池直流屏定货技术条件 DL/T 49292 发电机定子绕组环氧粉云母绝缘老化鉴定导则 DL/T 5931996 高压开关设备的共用定货技术导则 SH 004091 超高压变压器油 SH 035192 断路器油 3 定义、符号 3.1 预防性试验 为了发现运行中设备的隐患，预防发生事故或设备损坏，对设备进行的检查、 试验或监测，也包括取油样或气样进行的试验。 3.2 在线监测 在不影响设备运行的条件下，对设备状况连续或定时进行的监测，通常是自动 进行的。 3.3 带电测量 对在运行电压下的设备，采用专用仪器，由人员参与进行的测量。 3.4 绝缘电阻 在绝缘结构的两个电极之间施加的直流电压值与流经该对电极的泄流电流值之 比。常用兆欧表直接测得绝缘电阻值。本规程中，若无说明，均指加压 1min 时的测 得值。 3.5 吸收比 在同一次试验中，1min 时的绝缘电阻值与 15s 时的绝缘电阻值之比。 3.6 极化指数 在同一次试验中，10min 时的绝缘电阻值与 1min 时的绝缘电阻值之比。 3.7 本规程所用的符号 Un 设备额定电压(对发电机转子是指额定励磁电压)； Um 设备最高电压； U0/U 电缆额定电压(其中U0为电缆导体与金属套或金属屏蔽之间的设计电压， U为导体与导体之间的设计电压)； U1mA 避雷器直流 1mA 下的参考电压； tg 介质损耗因数。 4 总则 4.1 试验结果应与该设备历次试验结果相比较，与同类设备试验结果相比较，参照 相关的试验结果，根据变化规律和趋势，进行全面分析后做出判断。 4.2 遇到特殊情况需要改变试验项目、周期或要求时，对主要设备需经上一级主管 部门审查批准后执行；对其它设备可由本单位总工程师审查批准后执行。 4.3 110kV 以下的电力设备，应按本规程进行耐压试验(有特殊规定者除外)。 110kV 及以上的电力设备，在必要时应进行耐压试验。 50Hz 交流耐压试验，加至试验电压后的持续时间，凡无特殊说明者，均为 1min；其它耐压试验的试验电压施加时间在有关设备的试验要求中规定。 非标准电压等级的电力设备的交流耐压试验值，可根据本规程规定的相邻电压 等级按插入法计算。 充油电力设备在注油后应有足够的静置时间才可进行耐压试验。静置时间如无 制造厂规定，则应依据设备的额定电压满足以下要求： 500kV 72h 220 及 330kV 48h 110kV 及以下 24h 4.4 进行耐压试验时，应尽量将连在一起的各种设备分离开来单独试验(制造厂装 配的成套设备不在此限)，但同一试验电压的设备可以连在一起进行试验。已有单独 试验记录的若干不同试验电压的电力设备，在单独试验有困难时，也可以连在一起 进行试验，此时，试验电压应采用所连接设备中的最低试验电压。 4.5 当电力设备的额定电压与实际使用的额定工作电压不同时，应根据下列原则确 定试验电压： a)当采用额定电压较高的设备以加强绝缘时，应按照设备的额定电压确定其试 验电压； b)当采用额定电压较高的设备作为代用设备时，应按照实际使用的额定工作电 压确定其试验电压； c)为满足高海拔地区的要求而采用较高电压等级的设备时，应在安装地点按实 际使用的额定工作电压确定其试验电压。 4.6 在进行与温度和湿度有关的各种试验(如测量直流电阻、绝缘电阻、tg、泄 漏电流等)时，应同时测量被试品的温度和周围空气的温度和湿度。 进行绝缘试验时，被试品温度不应低于+5，户外试验应在良好的天气进行， 且空气相对湿度一般不高于 80%。 4.7 在进行直流高压试验时，应采用负极性接线。 4.8 如产品的国家标准或行业标准有变动，执行本规程时应作相应调整。 4.9 如经实用考核证明利用带电测量和在线监测技术能达到停电试验的效果，经批 准可以不做停电试验或适当延长周期。 4.10 执行本规程时，可根据具体情况制定本地区或本单位的实施规程。 5 旋转电机 5.1 同步发电机和调相机 5.1.1 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求见表 1，6000kW 以下者可参照执行。 表 1 容量为 6000kW 及以上的同步发电机的试验项目、周期和要求 序号项 目周 期要 求说 明 1 定子绕组的绝缘电阻、 吸收比或极化指数 1)1 年或小 修时 2)大修前、 后 1)绝缘电阻值自行规定。若在 相近试验条件(温度、湿度)下， 绝缘电阻值降低到历年正常值的 1/3 以下时，应查明原因 2)各相或各分支绝缘电阻值的 差值不应大于最小值的 100% 3)吸收比或极化指数：沥青浸 胶及烘卷云母绝缘吸收比不应小 1)额定电压为 1000V 以 上者，采用 2500V 兆欧表， 量程一般不低于 10000M 2)水内冷定子绕组用专 用兆欧表 3)200MW 及以上机组推 荐测量极化指数 于 1.3 或极化指数不应小于 1.5；环氧粉云母绝缘吸收比不 应小于 1.6 或极化指数不应小于 2.0；水内冷定子绕组自行规定 2 定子绕组的直流电阻 1)大修时 2)出口短 路后 汽轮发电机各相或各分支的直 流电阻值，在校正了由于引线长 度不同而引起的误差后相互间差 别以及与初次(出厂或交接时)测 量值比较，相差不得大于最小值 的 1.5%(水轮发电机为 1%)。超 出要求者，应查明原因 1)在冷态下测量，绕组 表面温度与周围空气温度 之差不应大于3 2)汽轮发电机相间(或 分支间)差别及其历年的 相对变化大于 1%时，应 引起注意 1)试验电压如下： 全部更换定子绕组并 修好后 3.0Un 局部更换定子绕组并 修好后 2.5Un 运行 20 年及以 下者 2.5Un 运行 20 年以上 与架空线直接连 接者 2.5Un 大 修 前 运行 20 年以上 不与架空线直接 连接者 (2.02. 5)Un 小修时和大修后 2.0Un 3 定子绕组泄漏电流 和直流耐压试验 1)1 年或小 修时 2)大修前、 后 3)更换绕组 后 2)在规定试验电压下，各相泄 漏电流的差别不应大于最小值的 100%；最大泄漏电流在 20以 下者，相间差值与历次试验结果 比较，不应有显著的变化 3)泄漏电流不随时间的延长而 增大 1)应在停机后清除污秽 前热状态下进行。处于备 用状态时，可在冷态下进 行。氢冷发电机应在充氢 后氢纯度为 96%以上或排 氢后含氢量在 3%以下时进 行，严禁在置换过程中进 行试验 2)试验电压按每级 0.5Un分阶段升高，每阶 段停留 1min 3)不符合 2)、3)要求之 一者，应尽可能找出原因 并消除，但并非不能运行 4)泄漏电流随电压不成 比例显著增长时，应注意 分析 5)试验时，微安表应接 在高压侧，并对出线套管 表面加以屏蔽。水内冷发 电机汇水管有绝缘者，应 采用低压屏蔽法接线；汇 水管直接接地者，应在不 通水和引水管吹净条件下 进行试验。冷却水质应透 明纯净，无机械混杂物， 导电率在水温 20时要求： 对于开启式水系统不大于 5.0102S/m；对于 独立的密闭循环水系统为 1.5102S/m 1)全部更换定子绕组并修好后 的试验电压如下： 容 量 kW 或 kVA 额定电压 Un V 试验电压 V 小于 10000 36 以上 2 Un +1000 但 最低为 1500 6000 以下 2.5 Un 6000180 00 2 Un +3000 10000 及 以上 18000 以 上 按专门协 议 2)大修前或局部更换定子绕组并 修好后试验电压为： 运行 20 年及以下者 1.5 Un 运行 20 年以上与架 空线路直接连接者 1.5 Un 4 定子绕组交流耐压试 验 1)大修前 2)更换绕 组后 运行 20 年以上不与 架空线路直接连接者 (1.31. 5) Un 1)应在停机后清除污秽 前热状态下进行。处于备 用状态时，可在冷状态下 进行。氢冷发电机试验条 件同本表序号 3 的说明 1) 2)水内冷电机一般应在 通水的情况下进行试验， 进口机组按厂家规定，水 质要求同本表序号 3 说明 5) 3)有条件时，可采用超 低频(0.1Hz)耐压，试验 电压峰值为工频试验电压 峰值的 1.2 倍 4)全部或局部更换定子 绕组的工艺过程中的试验 电压见附录 A 5 转子绕组的绝缘电阻1)小修时 2)大修中 转子清扫前、 后 1)绝缘电阻值在室温时一般不 小于 0.5M 2)水内冷转子绕组绝缘电阻值 在室温时一般不应小于 5k 1)采用 1000V 兆欧表测 量。水内冷发电机用 500V 及以下兆欧表或其它测量 仪器 2)对于 300MW 以下的隐 极式电机，当定子绕组已 干燥完毕而转子绕组未干 燥完毕，如果转子绕组的 绝缘电阻值在 75时不小 于 2k，或在 20时不 小于 20k，允许投入运 行 3)对于 300MW 及以上的 隐极式电机，转子绕组的 绝缘电阻值在 1030时 不小于 0.5M 6 转子绕组的直流电阻大修时 与初次(交接或大修)所测结果 比较，其差别一般不超过 2% 1)在冷态下进行测量 2)显极式转子绕组还应 对各磁极线圈间的连接点 进行测量 试验电压如下： 显极式和隐极 式转子全部更 换绕组并修好 后 额定励磁电 压 500V 及以下 者为 10Un，但 不低于 1500V；500V 以 上者为 2 Un +4000V 显极式转子 大修时及局部 更换绕组并修 好后 5Un,但不低于 1000V，不大于 2000V 7 转子绕组交流耐压试 验 1)显极式 转子大修时 和更换绕组 后 2)隐极式 转子拆卸套 箍后，局部 修理槽内绝 缘和更换绕 组后 隐极式转子局 部修理槽内绝 缘后及局部更 换绕组并修好 后 5Un,但不低于 1000V，不大于 2000V 1)隐极式转子拆卸套箍 只修理端部绝缘时，可用 2500V 兆欧表测绝缘电阻 代替 2)隐极式转子若在端部 有铝鞍，则在拆卸套箍后 作绕组对铝鞍的耐压试验。 试验时将转子绕组与轴连 接，在铝鞍上加电压 2000V 3)全部更换转子绕组工 艺过程中的试验电压值按 制造厂规定 8 发电机和励磁机的 励磁回路所连接的设 备(不包括发电机转子 和励磁机电枢)的绝缘 电阻 1)小修时 2)大修时 绝缘电阻值不应低于 0.5M，否 则应查明原因并消除 1)小修时用 1000V 兆欧 表 2)大修时用 2500V 兆欧 表 9 发电机和励磁机的 励磁回路所连接的设 备(不包括发电机转子 和励磁机电枢)的交流 耐压试验 大修时试验电压为 1kV可用 2500V 兆欧表测绝缘 电阻代替 10 定子铁芯试验 1)重新组 装或更换、 修理硅钢片 后 2)必要时 1)磁密在 1T 下齿的最高温升 不大于 25K，齿的最大温差不大 于 15K，单位损耗不大于 1.3 倍 参考值，在 1.4T 下自行规定 2)单位损耗参考值见附录 A 3)对运行年久的电机自行规定 1)在磁密为 1T 下持续 试验时间为 90min,在磁密 为 1.4T 下持续时间为 45min。对直径较大的 水轮发电机试验时应注意 校正由于磁通密度分布不 均匀所引起的误差 2)用红外热像仪测温 11 发电机组和励磁机轴 承的绝缘电阻 大修时 1)汽轮发电机组的轴承不得低 于 0.5M 汽轮发电机组的轴承绝 缘，用 1000V 兆欧表在安 装好油管后进行测量 2)立式水轮发电机组的推力轴 承每一轴瓦不得低于 100M；油 槽充油并顶起转子时，不得低于 0.3M 3)所有类型的水轮发电机，凡 有绝缘的导轴承，油槽充油前， 每一轴瓦不得低于 100M 12 灭磁电阻器(或自同期 电阻器)的直流电阻 大修时 与铭牌或最初测得的数据比较， 其差别不应超过 10% 13 灭磁开关的并联电阻大修时与初始值比较应无显著差别 电阻值应分段测量 14 转子绕组的交流阻抗 和功率损耗 大修时阻抗和功率损耗值自行规定。在 相同试验条件下与历年数值比较， 不应有显著变化 1)隐极式转子在膛外或 膛内以及不同转速下测量。 显极式转子对每一个转子 绕组测量 2)每次试验应在相同条 件、相同电压下进行，试 验电压峰值不超过额定励 磁电压(显极式转子自行 规定) 3)本试验可用动态匝间 短路监测法代替 15 检温计绝缘电阻和温 度误差检验 大修时 1)绝缘电阻值自行规定 2)检温计指示值误差不应超过 制造厂规定 1)用 250V 及以下的兆 欧表 2)检温计除埋入式外还 包括水内冷定子绕组引水 管出水温度计 16 定子槽部线圈防晕层 对地电位 必要时不大于 10V 1)运行中检温元件电位 升高、槽楔松动或防晕层 损坏时测量 2)试验时对定子绕组施 加额定交流相电压值，用 高内阻电压表测量绕组表 面对地电压值 3)有条件时可采用超声 法探测槽放电 17 汽轮发电机定子绕组 引线的自振频率 必要时自振频率不得介于基频或倍频的 10%范围内 18 定子绕组端部手包绝 缘施加直流电压测量 1)投产后1)直流试验电压值为Un 1)本项试验适用于 200MW及以上的国产 2)测试结果一般不大于下表中 的值 手包绝缘引线 接头，汽机侧 隔相接头 20A；100M 电阻上的电压 降值为 2000V 2)第一次 大修时 3)必要时 端部接头(包 括引水管锥体 绝缘)和过渡 引线并联块 30A；100M 电阻上的电压降 值为 3000V 水氢氢汽轮发电机 2)可在通水条件下进行 试验，以发现定子接头漏 水缺陷 3)尽量在投产前进行， 若未进行则投产后应尽快 安排试验 19 轴电压大修后 1)汽轮发电机的轴承油膜被短 路时，转子两端轴上的电压一般 应等于轴承与机座间的电压 2)汽轮发电机大轴对地电压一 般小于 10V 3)水轮发电机不作规定 测量时采用高内阻(不小 于 100k/V)的交流电 压表 20 定子绕组绝缘老化鉴 定 累计运行时 间 20 年以上 且运行或预 防性试验中 绝缘频繁击 穿时 见附录 A新机投产后第一次大修有 条件时可对定子绕组做试 验，取得初始值 21 空载特性曲线 1)大修后 2)更换绕 组后 1)与制造厂(或以前测得的)数 据比较，应在测量误差的范围以 内 2)在额定转速下的定子电压最 高值： a)水轮发电机为 1.5 Un(以不 超过额定励磁电流为限) b)汽轮发电机为 1.3 Un(带变 压器时为 1.1Un) 3)对于有匝间绝缘的电机最 高电压时持续时间为 5min 1)无起动电动机的同步 调相机不作此项试验 2)新机交接未进行本项 试验时，应在 1 年内做不 带变压器的 1.3 Un空载特 性曲线试验；一般性大修 时可以带主变压器试验 22 三相稳定短路特性曲 线 1)更换绕 组后 2)必要时 与制造厂出厂(或以前测得的)数 据比较，其差别应在测量误差的 范围以内 1)无起动电动机的同步 调相机不作此项试验 2)新机交接未进行本项 试验时应在 1 年内做不带 变压器的三相稳定短路特 性曲线试验 23 发电机定子开路时的 灭磁时间常数 更换灭磁开 关后 时间常数与出厂试验或更换前相 比较应无明显差异 24 检查相序改动接线时应与电网的相序一致 25 温升试验 1)定、转 子绕组更换 后 2)冷却系 统改进后 3)第一次 大修前 4)必要时 应符合制造厂规定如对埋入式温度计测量 值有怀疑时，用带电测平 均温度的方法进行校核 5.1.2 各类试验项目： 定期试验项目见表 1 中序号 1、3。 大修前试验项目见表 1 中序号 1、3、4。 大修时试验项目见表 1 中序号 2、5、6、8、9、11、12、13、14、15、18。 大修后试验项目见表 1 中序号 1、3、19、21。 5.1.3 有关定子绕组干燥问题的规定。 5.1.3.1 发电机和同步调相机大修中更换绕组时，容量为 10MW(MVA)以上的定子绕 组绝缘状况应满足下列条件，而容量为 10MW(MVA)及以下时满足下列条件之一者， 可以不经干燥投入运行： a)沥青浸胶及烘卷云母绝缘分相测得的吸收比不小于 1.3 或极化指数不小于 1.5，对于环氧粉云母绝缘吸收比不小于 1.6 或极化指数不小于 2.0。水内冷发电机 的吸收比和极化指数自行规定。 b)在 40时三相绕组并联对地绝缘电阻值不小于(Un+1)M(取Un的千伏数， 下同)，分相试验时，不小于 2(Un+1)M。若定子绕组温度不是 40，绝缘电阻值 应进行换算。 5.1.3.2 运行中的发电机和同步调相机，在大修中未更换绕组时，除在绕组中有明 显进水或严重油污(特别是含水的油)外，满足上述条件时，一般可不经干燥投入运 行。 5.2 直流电机 5.2.1 直流电机的试验项目、周期和要求见表 2。 5.2.2 各类试验项目： 定期试验项目见表 2 中序号 1。 大修时试验项目见表 2 中序号 1、2、3、4、5、6、7、9。 大修后试验项目见表 2 中序号 11。 5.3 中频发电机 表 2 直流电机的试验项目、周期和要求 序 号 项 目周 期要 求 说 明 1 绕组的绝缘电阻 1)小修 时 2)大修 时 绝缘电阻值一般不 低于 0.5M 1)用 1000V 兆欧 表 2)对励磁机应测 量电枢绕组对轴和 金属绑线的绝缘电 阻 2 绕组的直流电阻大修时 1)与制造厂试验数 据或以前测得值比较， 相差一般不大于 2%； 补偿绕组自行规定 2)100kW 以下的不 重要的电机自行规定 3 电枢绕组片间的 直流电阻 大修时相互间的差值不应超 过正常最小值的 10% 1)由于均压线产 生的有规律变化， 应在各相应的片间 进行比较判断 2)对波绕组或蛙 绕组应根据在整流 子上实际节距测量 电阻值 4 绕组的交流耐压 试验 大修时磁场绕组对机壳和电 枢对轴的试验电压为 1000V 100kW 以下不重要 的直流电机电枢绕 组对轴的交流耐压 可用 2500V 兆欧表 试验代替 5 磁场可变电阻器 的直流电阻 大修时与铭牌数据或最初测 量值比较相差不应大 于 10% 应在不同分接头位 置测量，电阻值变 化应有规律性 6 磁场可变电阻器 的绝缘电阻 大修时绝缘电阻值一般不低 于 0.5M 1)磁场可变电阻 器可随同励磁回路 进行 2)用 2500V兆 欧表 7 调整碳刷的中心 位置 大修时核对位置是否正确， 应满足良好换向要求 必要时可做无火花 换向试验 8 检查绕组的极性 及其连接的正确 性 接线变动 时 极性和连接均应正 确 9 测量电枢及磁极 间的空气间隙 大修时各点气隙与平均值的 相对偏差应在下列范 围： 3mm 以下气隙 10% 3mm 及以上气隙 5% 10 直流发电机的特 性试验 1)更换 绕组后 2)必要 时 与制造厂试验数据比 较，应在测量误差范 围内 1)空载特性：测 录至最大励磁电压 值 2)负载特性：仅 测录励磁机负载特 性；测量时，以同 步发电机的励磁绕 组作为负载 3)外特性：必要 时进行 4)励磁电压的增 长速度：在励磁机 空载额定电压下进 行 11 直流电动机的空 转检查 1)大修 后 2)更换 1)转动正常 2)调速范围合乎要 求 空转检查的时间 一般不小于 1h 绕组后 5.3.1 中频发电机的试验项目、周期和要求见表 3。 表 3 中频发电机的试验项目、周期和要求 序 号 项 目周 期要 求说 明 1 绕组的绝缘电阻 1)小修 时 2)大修 时 绝缘电阻值不应低于 0.5M 1000V 以下的中频 发电机使用 1000V 兆欧表测量；1000V 及以上者使用 2500V 兆欧表测量 2 绕组的直流电阻大修时 1)各相绕组直流电 阻值的相互间差别不 超过最小值的 2% 2)励磁绕组直流电 阻值与出厂值比较不 应有显著差别 3 绕组的交流耐压 试验 大修时试验电压为出厂试验 电压的 75% 副励磁机的交流耐 压试验可用 1000V 兆欧表测绝缘电阻 代替 4 可变电阻器或起 动电阻器的直流 电阻 大修时与制造厂数值或最初 测得值比较相差不得 超过 10% 1000V 及以上中频 发电机应在所有分 接头上测量 5 中频发电机的特 性试验 1)更换 绕组后 2)必要 时 与制造厂试验数据比 较应在测量误差范围 内 1)空载特性：测 录至最大励磁电压 值 2)负载特性：仅 测录励磁机的负载 特性；测录时，以 同步发电机的励磁 绕组为负载 3)外特性：必要 时进行 6 温升必要时按制造厂规定 新机投运后创造 条件进行 5.3.2 各类试验项目： 定期试验项目见表 3 中序号 1。 大修时试验项目见表 3 中序号 1、2、3、4。 5.4 交流电动机 5.4.1 交流电动机的试验项目、周期和要求见表 4。 表 4 交流电动机的试验项目、周期和要求 序 号 项 目 周 期要 求说 明 1 绕组 的绝缘 电阻和 吸收比 1)小修 时 2)大修 时 1)绝缘电阻值： a)额定电压 3000V 以下 者，室温下不应低于 0.5M b)额定电压 3000V 及以 上者，交流耐压前，定子 绕组在接近运行温度时的 绝缘电阻值不应低于 UnM(取Un的千伏数，下 同)；投运前室温下(包括 电缆)不应低于UnM c)转子绕组不应低于 0.5M 2)吸收比自行规定 1)500kW 及以上的电动 机，应测量吸收比(或极 化指数)，参照表 1 序号 1 2)3kV 以下的电动机使 用 1000V 兆欧表；3kV 及 以上者使用 2500V 兆欧表 3)小修时定子绕组可与 其所连接的电缆一起测量， 转子绕组可与起动设备一 起测量 4)有条件时可分相测量 2 绕组 的直流 电阻 1)1 年 (3kV 及以 上或 100kW 及 以上) 2)大修 时 3)必要 时 1) 3kV 及以上或 100kW 及以上的电动机各相绕组 直流电阻值的相互差别不 应超过最小值的 2%；中性 点未引出者，可测量线间 电阻，其相互差别不应超 过 1% 2)其余电动机自行规定 3)应注意相互间差别的 历年相对变化 3 定子 绕组泄 漏电流 和直流 耐压试 验 1)大修 时 2)更换 绕组后 1) 试验电压：全部更换 绕组时为 3Un；大修或局部 更换绕组时为 2.5Un 2)泄漏电流相间差别一 般不大于最小值的 100%， 泄漏电流为 20A 以下者 不作规定 3)500kW 以下的电动机自 行规定 有条件时可分相进行 4 定子 绕组的 交流耐 压试验 1)大修 后 2)更换 绕组后 1)大修时不更换或局部 更换定子绕组后试验电压 为 1.5Un，但不低于 1000V 2)全部更换定子绕组后 试验电压为(2Un+1000)V， 但不低于 1500V 1)低压和 100kW 以下不 重要的电动机，交流耐压 试验可用 2500V 兆欧表测 量代替 2)更换定子绕组时工艺 过程中的交流耐压试验按 制造厂规定 试验电压如下： 不可逆 式 可逆式 大修不 更换转 子绕组 或局部 更换转 子绕组 后 1.5Uk， 但不小 于 1000V 3.0Uk， 但不小 于 2000V 5 绕线 式电动 机转子 绕组的 交流耐 压试验 1)大修 后 2)更换 绕组后 全部更 换转子 绕组后 2Uk+100 0V 4Uk+100 0V 1)绕线式电机已改为直 接短路起动者，可不做交 流耐压试验 2)Uk为转子静止时在定 子绕组上加额定电压于滑 环上测得的电压 6 同步电 动机转 子绕组 交流耐 压试验 大修时试验电压为 1000V 可用 2500V 兆欧表测量代 替 7 可变电 阻器或 起动电 阻器的 直流电 阻 大修时 与制造厂数值或最初测 得结果比较，相差不应超 过 10% 3kV 及以上的电动机应在 所有分接头上测量 8 可变 电阻器 与同步 电动机 灭磁电 阻器的 交流耐 压试验 大修时 试验电压为 1000V 可用 2500V 兆欧表测量 代替 9 同步 电动机 及其励 磁机轴 承的绝 缘电阻 大修时 绝缘电阻不应低于 0.5M 在油管安装完毕后，用 1000V 兆欧表测量 10 转子 金属绑 线的交 流耐压 大修时 试验电压为 1000V 可用 2500V 兆欧表测量 代替 11 检查 定子绕 组的极 性 接线变 动时 定子绕组的极性与连接 应正确 1)对双绕组的电动机， 应检查两分支间连接的正 确性 2)中性点无引出者可不 检查极性 12 定子 铁芯试 验 1)全部 更换绕组 时或修理 铁芯后 2)必要 时 参照表 1 中序号 10 1)3kV 或 500kW 及以上 电动机应做此项试验 2)如果电动机定子铁芯 没有局部缺陷，只为检查 整体叠片状况，可仅测量 空载损耗值 13 电动 机空转 并测空 载电流 和空载 损耗 必要时 1)转动正常，空载电流 自行规定 2)额定电压下的空载损 耗值不得超过原来值的 50% 1)空转检查的时间一般 不小于 1h 2)测定空载电流仅在对 电动机有怀疑时进行 3)3kV 以下电动机仅测 空载电流不测空载损耗 14 双电 动机拖 动时测 量转矩 转速 必要时 两台电动机的转矩转 速特性曲线上各点相差不 得大于 10% 1)应使用同型号、同制 造厂、同期出厂的电动机 2)更换时，应选择两台 转矩转速特性相近似的 特性电动机 5.4.2 各类试验项目： 定期试验项目见表 4 中序号 1、2。 大修时试验项目见表 4 中序号 1、2、3、6、7、8、9、10。 大修后试验项目见表 4 中序号 4、5。 容量在 100kW 以下的电动机一般只进行序号 1、4、13 项试验，对于特殊电动机 的试验项目按制造厂规定。 6 电力变压器及电抗器 6.1 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求见表 5。 表 5 电力变压器及电抗器的试验项目、周期和要求 序 号 项 目周 期要 求说 明 1 油中溶 解气体色 谱分析 1)220kV 及 以上的所有变 压器、容量 120MVA 及以 上的发电厂主 变压器和 330kV 及以上 的电抗器在投 运后的 4、10、30 天 (500kV 设备 还应增加 1 次 在投运后 1 天) 2)运行中： a)330kV 及以 上变压器和电 抗器为 3 个月； b)220kV 变压 器为 6 个月； c)120MVA 及 1)运行设备的油中 H2与烃类气体含 量(体积分数)超过下列任何一项值时 应引起注意：总烃含量大于 15010-6 H2含量大于 15010-6 C2H2含量大于 510-6 (500kV 变 压器为 110-6) 2)烃类气体总和的产气速率大于 0.25ml/h(开放式)和 0.5ml/h(密封式) ，或相对产气速率大于 10%/月则认为 设备有异常 3)对 330kV 及以上的电抗器，当出 现痕量(小于 510-6)乙炔时也应引起 注意；如气体分析虽已出现异常，但 判断不至于危及绕组和铁芯安全时， 可在超过注意值较大的情况下运行 1)总烃包括：CH4、C2H6、C2H4 和 C2H2四种气体 2)溶解气体组分含量有增长 趋势时，可结合产气速率判断， 必要时缩短周期进行追踪分析 3)总烃含量低的设备不宜采 用相对产气速率进行判断 4)新投运的变压器应有投运 前的测试数据 5)测试周期中 1)项的规定适 用于大修后的变压器 以上的发电厂 主变压器为 6 个月；d)其余 8MVA 及以上 的变压器为 1 年；e)8MVA 以下的油浸式 变压器自行规 定 3)大修后 4)必要时 2 绕组直 流电阻 1)13 年 或自行规定 2)无励磁调 压变压器变换 分接位置后 3)有载调压 变压器的分接 开关检修后 (在所有分接 侧) 4)大修后 5)必要时 1)1.6MVA 以上变压器，各相绕组电 阻相互间的差别不应大于三相平均值 的 2%，无中性点引出的绕组，线间差 别不应大于三相平均值的 1% 2)1.6MVA 及以下的变压器，相间差 别一般不大于三相平均值的 4%，线间 差别一般不大于三相平均值的 2% 3)与以前相同部位测得值比较，其 变化不应大于 2% 4)电抗器参照执行 1)如电阻相间差在出厂时超 过规定，制造厂已说明了这种 偏差的原因，按要求中 3)项执 行 2)不同温度下的电阻值按下 式换算 式中R1、R2分别为在温度 t1、t2时的电阻值；T为计算用 常数，铜导线取 235，铝导线取 225 3)无励磁调压变压器应在使 用的分接锁定后测量 3 绕组绝 缘电阻、 吸收比或 (和)极化 指数 1)13 年 或自行规定 2)大修后 3)必要时 1)绝缘电阻换算至同一温度下，与 前一次测试结果相比应无明显变化 2)吸收比(1030范围)不低于 1.3 或极化指数不低于 1.5 1)采用 2500V 或 5000V 兆欧 表 2)测量前被试绕组应充分放 电 3)测量温度以顶层油温为准， 尽量使每次测量温度相近 4)尽量在油温低于 50时测 量，不同温度下的绝缘电阻值 一般可按下式换算 式中R1、R2分别为温度 t1、t2时的绝缘电阻值 5)吸收比和极化指数不进行 温度换算 1)20时 tg 不大于下列数值： 330500kV 0.6% 66220kV 0.8% 35kV 及以下 1.5% 2)tg 值与历年的数值比较不应有显 著变化(一般不大于 30%) 3)试验电压如下： 绕组电压 10kV 及 以上 10kV 绕组电压 10kV 以 下 Un 4 绕组的 tg 1)13 年 或自行规定 2)大修后 3)必要时 4)用 M 型试验器时试验电压自行规定 1)非被试绕组应接地或屏蔽 2) 同一变压器各绕组 tg 的要求值相同 3)测量温度以顶层油温为准， 尽量使每次测量的温度相近 4)尽量在油温低于 50时测 量，不同温度下的 tg 值一般 可按下式换算 式中tg1、tg2分别为温 度t1、t2时的 tg 值 5 电容型 套管的 tg 和电 容值 1)13 年 或自行规定 2)大修后 3)必要时 见第 9 章 1)用正接法测量 2)测量时记录环境温度及变 压器(电抗器)顶层油温 6 绝缘油 试验 1)13 年 或自行规定 2)大修后 3)必要时 见第 13 章 7 交流耐压 试验 1) 15 年 (10kV 及以 下) 2)大修后 (66kV 及以下) 1)油浸变压器(电抗器)试验电压值 按表 6(定期试验按部分更换绕组电压 值) 2)干式变压器全部更换绕组时，按 出厂试验电压值；部分更换绕组和定 期试验时，按出厂试验电压值的 0.85 倍 1)可采用倍频感应或操作波感 应法 2)66kV 及以下全绝缘变压器， 现场条件不具备时，可只进行 外施工频耐压试验 3)电抗器进行外施工频耐压 3)更换绕组 后 4)必要时 试验 8 铁芯 (有外引 接地线的) 绝缘电阻 1)13 年 或自行规定 2)大修后 3)必要时 1)与以前测试结果相比无显著差别 2)运行中铁芯接地电流一般不大于 0.1A 1)采用 2500V 兆欧表(对运行 年久的变压器可用 1000V 兆欧 表) 2)夹件引出接地的可单独对 夹件进行测量 9 穿心螺 栓、铁轭 夹件、绑 扎钢带、 铁芯、线 圈压环及 屏蔽等的 绝缘电阻 1)大修后 2)必要时 220kV 及以上者绝缘电阻一般不低 于 500M，其它自行规定 1)采用 2500V 兆欧表(对运行 年久的变压器可用 1000V 兆欧 表) 2)连接片不能拆开者可不进 行 10 油中含 水量 见第 13 章 11 油中含 气量 见第 13 章 1)试验电压一般如下： 绕组额 定电压 kV 3 6 10 20 35 66 330 500 直流试 验电压 kV 510204060 12 绕组泄 漏电流 1)13 年 或自行规定 2)必要时 2)与前一次测试结果相比应无明显变 化 读取 1min 时的泄漏电流值 13 绕组所有 分接的电 压比 1)分接开关引 线拆装后 2)更换绕组 后 3)必要时 1)各相应接头的电压比与铭牌值相比， 不应有显著差别，且符合规律 2)电压 35kV 以下，电压比小于 3 的 变压器电压比允许偏差为1%；其它 所有变压器：额定分接电压比允许偏 差为0.5%，其它分接的电压比应在 变压器阻抗电压值(%)的 1/10 以内， 但不得超过1% 14 校核三相更换绕组后必须与变压器铭牌和顶盖上的端子标 变压器的 组别或单 相变压器 极性 志相一致 15 空载电 流和空载 损耗 1)更换绕组 后 2)必要时 与前次试验值相比，无明显变化 试验电源可用三相或单相； 试验电压可用额定电压或较低 电压值(如制造厂提供了较低电 压下的值，可在相同电压下进 行比较) 16 短路阻 抗和负载 损耗 1)更换绕组 后 2)必要时 与前次试验值相比，无明显变化 试验电源可用三相或单相； 试验电流可用额定值或较低电 流值(如制造厂提供了较低电流 下的测量值，可在相同电流下 进行比较) 17 局部放 电测量 1)大修后 (220kV 及以 上) 2)更换绕组 后(220kV 及 以上、120MVA 及以上) 3)必要时 1)在线端电压为时，放 电量一般不大于 500pC；在线端电压 为时，放电量一般不大于 300pC 2)干式变压器按 GB6450 规定执行 1)试验方法符合 GB1094.3 的 规定 2)周期中“大修后”系指消 缺性大修后，一般性大修后的 试验可自行规定 3)电抗器可进行运行电压下 局部放电监测 有载调 压装置的 试验和检 查 1)1 年或按 制造厂要求 2)大修后 3)必要时 1)检查 动作顺序， 动作角度 范围开关、选择开关、切换开关的 动作顺序应符合制造厂的技术要求， 其动作角度应与出厂试验记录相符 2)操作 试验：变 压器带电 时手动操 作、电动 操作、远 方操作各 2 个循环 手动操作应轻松，必要时用力矩表 测量，其值不超过制造厂的规定，电 动操作应无卡涩，没有连动现象，电 气和机械限位动作正常 18 3)检查 和切换测 试： 有条件时进行 a)测量 过渡电阻 的阻值 与出厂值相符 b)测量 切换时间 c)检查 插入触头、 动静触头 的接触情 况，电气 回路的连 接情况 三相同步的偏差、切换时间的数值 及正反向切换时间的偏差均与制造厂 的技术要求相符 动、静触头平整光滑，触头烧损厚 度不超过制造厂的规定值，回路连接 良好 d)单、 双数触头 间非线性 电阻的试 验 按制造厂的技术要求 e)检查 单、双数 触头间放 电间隙 无烧伤或变动 4)检查 操作箱 接触器、电动机、传动齿轮、辅助 接点、位置指示器、计数器等工作正 常 5)切换 开关室绝 缘油试验 符合制造厂的技术要 求，击穿电压一般不低于 25kV 6)二次 回路绝缘 试验 绝缘电阻一般不低于 1M 采用 2500V 兆欧表 19 测温装 置及其二 次回路试 验 1)13 年 2)大修后 3)必要时 密封良好，指示正确，测温电阻值 应和出厂值相符 绝缘电阻一般不低于 1M 测量绝缘电阻采用 2500V 兆 欧表 20 气体继 电器及其 二次回路 试验 1)13 年 (二次回路) 2)大修后 3)必要时 整定值符合运行规程要求，动作正 确 绝缘电阻一般不低于 1M 测量绝缘电阻采用 2500V 兆 欧表 21 压力释 放器校验 必要时 动作值与铭牌值相差应在10%范围 内或按制造厂规定 22 整体密 封检查 大修后 1)35kV 及以下管状和平面油箱变压 器采 用超过油枕顶部 0.6m 油柱试验(约 5kPa 压力)，对于波纹油箱和有散热 器的油箱采用超过油枕顶部 0.3m 油柱 试验(约 2.5kPa 压力)，试验 时间 12h 无渗漏 2)110kV 及以上变压器，在油枕顶 部施加 0.035MPa 压力，试验持续时间 24h 无渗漏 试验时带冷却器，不带压力 释放装置 23 冷却装 置及其二 次回路检 查试验 1)自行规定 2)大修后 3)必要时 1)投运后，流向、温升和声响正常， 无渗漏 2)强油水冷装置的检查和试验，按 制造厂规定 3)绝缘电阻一般不低于 1M 测量绝缘电阻采用 2500V 兆 欧表 24 套管中 的电流互 感器绝缘 试验 1)大修后 2)必要时 绝缘电阻一般不低于 1M 采用 2500V 兆欧表 25 全电压 下空载合 闸 更换绕组后 1)全部更换绕组，空载合闸 5 次， 每次间隔 5min 2)部分更换绕组，空载合闸 3 次， 每次间隔 5min 1)在使用分接上进行 2)由变压器高压或中压侧加 压 3)110kV 及以上的变压器中性 点接地 4)发电机变压器组的中间连 接无断开点的变压器，可不进 行 1)含量超过下表值时，一般为非正 常老化，需跟踪检测： 运行 年限 15 51 0 101 5 152 0 26 油中糠 醛含量 必要时 糠醛 量 mg/L 0.10.20.40.75 建议在以下情况进行： 1)油中气体总烃超标或 CO、CO2过高 2)500kV 变压器和电抗器及 150MVA 以上升压变压器投运 35 年后 2)跟踪检测时，注意增长率 3)测试值大于 4mg/L 时，认为绝缘 老化已比较严重 3)需了解绝缘老化情况 27 绝缘纸 (板)聚合 度 必要时 当聚合度小于 250 时，应引起注意 1)试样可取引线上绝缘纸、 垫块、绝缘纸板等数克 2)对运行时间较长的变压器 尽量利用吊检的机会取样 含水量(质量分数)一般不大于下值： 500kV1% 330kV2% 28 绝缘纸 (板)含水 量 必要时 220kV3% 可用所测绕组的 tg 值推算 或取纸样直接测量。有条件时， 可按部颁 DL/